Методы воздействия на пласт с целью интенсификации добычи нефти. Газовые методы интенсификации добычи нефти


Методы воздействия на пласт с целью интенсификации добычи нефти.

Повышение интенсификации добычи нефти за счет ремонтов на скважинах, эксплуатируемых фонтанным и механизированным способами

Известно, что для обеспечения притока нефти и газа к забоям эксплуатационных скважин применяют методы искусственного воздействия на породы ПЗП с целью увеличения их проницаемости. Однако практика показывает, что иногда достаточно за счет проведения соответствующего ремонта удалить со стенок скважины в ПЗП отложения парафина, смолистых, глинистых и других загрязняющих пласт веществ, при этом производительность скважин может существенно увеличиваться.

Савиным Ю.А. предложен новый метод интенсификации притока флюида в нефтяных скважинах со сложнопостроенными колекторами (патент РФ №2109134).

Предлагаемая технология основана на использовании акустических преобразователей звуковых волн, смещающих частотный спектр волн в сторону ультразвуковых колебательных процессов. При этом мощность звукового поля оказывается достаточной для инициирования процесса кавитации при гидростатическом давлении, большем давления насыщения. Вследствие этого разгазирование нефти начинается значительно ниже по стволу скважины (на 200-600 м.), чем при отсутствии обработки ствола акустическим преобразователем. В «пучностях» волн, образующихся по длине ствола скважины, происходит обогащение нефти пузырьками газа, вследствие чего увеличивается газонасыщенность потока и уменьшается средневзвешенная плотность столба жидкости. При этом значительно возрастают дебиты скважин (на 10 % и более).

Конструктивно модульная резонансная система представляет собой набор трубчатых резонаторов (диаметром 48-76 мм при общей длине не более 2-х метров), которые устанавливаются в компоновке НКТ при фонтанной эксплуатации или ниже ЭЦН при механизированной добыче. Возможен автономный спуск модульной резонансной системы (МРС) в лифтовые трубы с помощью тросо-канатной техники. Резонатор не препятствует прохождению приборов и различным видам обработок в скважинах. При этом резонатор можно устанавливать в любом месте колонны, а при установке сразу нескольких резонаторов усиливается суммарный эффект от их воздействия.

Промысловые испытания по применению модульной резонансной системы проводились с участием автора на десяти скважинах Талинского месторождения.

КЛАССИФИКАЦИЯ РАБОТ НАПРАВЛЕННЫХ НА ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ

Увеличение фонда добывающих нефтяных скважин, в том числе механизированных связанно с постоянным ростом числа подземных ремонтов скважин, которые исходя из ремонта подразделяются на текущий и капитальный.

ТЕКУЩИЙ РЕМОНТ СКВАЖИНЫ. Основа плана текущих ремонтов скважин - это плановые величины межремонтного периода работы скважинного оборудования, геолого-технические мероприятия по выполнению задач по добыче нефти.

КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН (далее КРС) - комплекс работ связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, а так же ликвидации скважин.

Классификация работ по осуществлению КРС:

КР 1 - ремонтно-изоляционные работы;

КР 2 - устранение негерметичностей;

КР 3 - ликвидация аварий;

КР 4 - переход на другие горизонты;

КР 5 - установка ОРЗ, пакеров отсекателей;

КР 6 - комплекс подземных работ связанных с бурением;

КР 7 - обработка призабойной зоны в том числе:

КРГ 1 - кислотная обработка;

КРГ 2 - проведение ГРП;

КРГ 3 - гидропескоструйная перфорация;

КРГ 4 - виброобработка;

КРГ 5 - термообработка;

КРГ 6 - применение растворителей;

КРГ 7 - промывка растворителем ПАВ;

КРГ 8 - дополнительная перфорация, торпедирование;

КРГ 9 - выравнивание профиля приёмистости нагнетатель-

ной скважины.

Методы воздействия на призабойную зону пласта являются составной частью геолого-технических мероприятий, направлены на повышение эффективности использования эксплуатационного фонда скважин. Цель применения увеличение добывающей способности скважины.

Применение их обусловлено тем, что процессы вскрытия и освоения пластов, мероприятия, связанные с ремонтом скважин, выполняются с использованием водных глинистых растворов или водных растворов солей. Это приводит к образованию стойких малоподвижных систем»нефть-вода»с высоким градиентом сдвига, проникновению фильтрата в призабойную зону, набуханию глинистых составляющих коллектора. Следствием этих изменений является снижение технико-экономических показателей, продуктивности скважин, а в ряде случаев невозможность вызова притока нефти, уменьшение действующей толщины пласта

students-library.com

Горизонтальные скважины как средство интенсификации добычи нефти.

Разработка залежей горизонтальными скважинами имеет ряд преимуществ над разработкой вертикальными, особенно малорентабельных месторождений.

Разработка залежей горизонтальными скважинами сопровождается:

  • - увеличением площади дренирования
  • - увеличением коэффициента охвата пласта воздействием
  • - повышение продуктивности (приемистости) скважин
  • - уменьшение возможности вязкостного языкообразования и конусообразования для воды и пара
  • - понижением депрессии на пласт при одних и тех же темпах отбора, что приводит к уменьшению добычи воды и газа
  • - извлечением наибольшего объема нефти в короткие сроки в трещиноватых коллекторах при бурении перпендикулярно к ориентации системы трещин
  • - увеличение нефтеотдачи в 2-3 раза в низкопроницаемых, в тонких нефтяных пластах с газовой шапкой
  • - повышением отбора извлекаемых запасов в высокопроницаемых коллекторах

Технологическая и экономическая эффективность разработки залежи горизонтальными скважинами зависит от:

  • - активности проявления водонапорного и газонапорного режимов;
  • - вязкости нефти
  • - соотношения подвижностей для воды и нефти
  • - относительных проницаемостей нефти, воды, газа
  • -трещиноватости (и направления трещин)
  • - расчлененности пласта (и наличия прослоев глин)
  • - абсолютной проницаемости по вертикали и по простиранию

Основное достоинство горизонтальных скважин – высокий дебит. Он должен быть высоким, чтоб оправдать затраты на горизонтальную скважину. Горизонтальная скважина примерно в 2 раза дороже вертикальной. К недостаткам разработки нефтяных месторождений с использованием гор.скважин относятся:

- высокая стоимость разработки и эксплуатации

- трудо- и наукоемкость берния и заканчивания скважин

- сложности при ГИС, перфорации и ОПЗС

-снижение коэффициента охвата пласта по мощности при высокой расчлененности

-трудности восстановления естественной проницаемости ПЗС при проявлении скин-эффекта.                                                   +на след.стр.

Существуют технологии для такого рода осложнений. Это бурение многоствольных горизонтальных скважин, ГРП в гориз.скважинах, увеличение длины хвостовика. Если длина хвостовика близка к половине расстояния между нагнетательной и добывающей скважиной, то коэффициент охвата по площади стремится к 1.

В трещиноватых коллекторах с высокой проницаемостью трещин очевидных преимуществ горизонтальных скважин над вертикальными ожидать не приходится. Горизонтальные скважины обеспечивают высокую нефтеотдачу при реализации рядных СРС, а также в случае приконтурного заводнения.

Основным критерием размещения горизонтальных стволов скважин является предварительное изучение геологических условий залегания продуктивного пласта, нефтенасыщенности и степени выработанности запасов. Во внимание принимают целый ряд обстоятельств:

 - наличие слаборазобщенных подошвенных вод

- близость ВНК

- наличие верхних вод и газ.шапок

- коллекторские свойства пласта

- градиент давления внутри залежи

- текущая обводненность продукции близлежащих скважин

- проницаемость и трещиноватость пропластков

Особое значение при этом уделяется анизотропии пласта по проницаемости, т.е. отношение вертикальной проницаемости к горизонтальной.

1. в продуктивных пластах небольшой толщины (5-12 м) целесообразно проводку гор.участка ствола осуществлять в средней по толщине части пласта параллельно кровле или подошве. То же самое можно рекомендовать для монолитного однородного пласта.

2.       для пласта значительной толщины с преимущественно вертикальной трещиноватостью и подстилаемого подошвенной водой гориз. участок располагают не в средней части, а ближе к кровле продуктивного пласта.

Благодаря большой площади фильтрации, такие скв.эксплутируетсяс небольшими депрессиями для предупреждения прорыва.

students-library.com

Мегион 2012 1 Методы интенсификации добычи нефти Студент:

Мегион 2012 1 Методы интенсификации добычи нефти Студент: Быков Евгений Гр Р-37 БУ «СПО МПК»

2 ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ - заводнение, циклическая закачка ХИМИЧЕСКИЕ - Полимеры - Щелочь - ПАВ Пена, гель ГАЗОВЫЕ - Окисление - Углеводороды - Диоксид углерода Дымовой газ ТЕПЛОВЫЕ - вытеснение нефти паром - внутрипластовое горение горячая вода БИОЛОГИЧЕСКИЕ Методы МУН

3 К методам увеличения нефтеотдачи (МУН) следует относить только методы, позволяющие повысить объем извлекаемой нефти, добываемой за счет дренирования той части залежи, которая не охватывается разработкой при естественном режиме эксплуатации.

4 Нефтеотдача зависит от множества факторов. Обычно выделяют факторы, связанные с технологией извлечения нефти из пластов в целом. Поэтому нефтеотдачу можно представить в следующем виде: где Квыт. – коэффициент вытеснения нефти из пласта, Кохв. – коэффициент охвата пласта разработкой, Кзав. – коэффициент заводнения месторождения. Коэффициентом вытеснения (Квыт.) нефти водой называют отношение объема нефти, вытесненной водой из образца породы или модели пласта до полного обводнения получаемой продукции, к начальному объему нефти, содержащейся в образце породы или модели пласта: где Vнн – начальный объем нефти, Vв – объем нефти, вытесненный каким-либо агентом из образца породы или модели пласта.

5 Конечный коэффициент извлечения нефти, в зависимости от условий его расчета, может быть проектным и фактическим. Фактический КИН определяется по результатам суммарной добычи нефти в конце разработки залежи, а проектный КИН рассчитывается при составлении технологических схем и проектов разработки. КИН изменяются по отдельным разрабатываемым месторождениям Западной Сибири от 0.10 до 0.80, (в Томской области КИН изменяется от 0.30 до 0.60). Подобное связано с различной эффективностью освоения запасов и геологическими причинами. Сопоставление фактических значений КИН пластов с достаточно высокими проектными конечными значениями показывает, что последние являются вполне реальными и достижимыми

6 ЗАВОДНЕНИЕ - это основной, высокопотенциальный метод воздействия на пласты, заключающийся в быстром восполнении природных энергетических ресурсов путем закачки воды в нагнетательные скважины.

7 Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами Наиболее широкое распространение получили полимеры, ПАВ и щелочи, но нередко химические реагенты применяются комплексно.

8 Газовые методы Основаны на организации крупномасштабной технологии использования, транспортировки и закачки вытесняющего агента Основные характеристики метода Малый объем дополнительно добытой нефти на единицу массы 100 % реагента Невысокая отпускная цена чистого реагента Наличие сырьевой базы и источников реагента Возможность отделения реагента от добываемой продукции Отсутствие воздействия на качество добываемой продукции Экономичность

9 Тепловые методы Условные обозначения: а - пар; б - вода; в - нефть. Зоны: 1 - насыщенного пара; 2 - вытеснение нефти горячей водой; 3 - вытеснение нефти водой при пластовой температуре; 4 - фильтрация нефти при начальных условиях. Вытеснение нефти паром

10 Методы обработки ПЗП ЭЛЕКТРОТЕПЛ0ВАЯ ОБРАБОТКА Призабойные зоны скважин прогревают глубинными электро-нагревателями, спускаемыми в скважину на кабель-тросе Прогревают призабойнуо зону в течение 3-7 суток. После прогрева электронагреватель извлекает из скважины, спускают насосно-компрессорные трубы в скважину и пускают её в работу.

11 Методы обработки ПЗП ПАРОТЕПЛОВАЯ ОБРАБОТКА Для обработки призабойной зоны теплоносителем служит перегретый водяной пар. Пар нагнетают в скважину, в течение определённого времени, после чего устье скважины закрывают для передачи тепла в глубь пласта. Пар для теплового прогрева скважин получают от передвижных паровых установок (ППУ, IАДП-4/150 и др.), монтируемых на шасси автомобилей повышенной проходимости, и мощных паро-генераторных установок (ППГУ-4/120М, УПГ-9/120 и др.) При воздействии на пласт паром создаются условия для глубоких фазовых, физических и физико-химических изменений содержащейся в пласте. При этом происходит снижение вязкости, термическое расширение, снижение поверхностного натяжения

12 Методы обработки ПЗП МЕТОД ВИБРОУДАРНЫХ КОЛЕБАНИИ Вибровоздействие рекомендуется проводить в скважинах, где коллекторские свойства призабойной зоны ухудшены, сложены низкопроницаемыми породами и содержат глинистые минералы. Эффективность воздействия улучшается в условиях коллекторов с высоким пластовым давлением, но низкой проницаемостью. Вибровоздействие целесообразно осуществлять в скважинах, где намечают проведение кислотной обработки, гидравлического разрыва или обработку поверхностно-активными веществами В основе вибровоздействия на призабойную зону лежит создание больших перепадов давления как для очистки призабойной зоны, так и для расклинивания трещин. При таких перепадах давлений получают отражённые волны, интерференция которых формирует мощные гидравлические удары, способствующие образованию сети микротрещин.

13 Методы обработки ПЗП ОБРАБОТКА ВЫСОКОНАПОРНЫМИ ВРАЩАЮЩИМИСЯ СТРУЯМИ Данный метод основан на использовании энергии высоконапорных вращающихся струй (не несущих абразивных частиц), реализуемой с помощью гидромонитора. Среднее время обработки 1 м фильтра скважины составляет 10-12 мин (50-60 циклов). К преимуществам разработанной технологии обработки фильтра относят­ся: 1) создание активного гидромеханического воздействия рабочей жидкости на обрабатываемый объект, которое интенсифицирует процесс очистки фильтра и сокращает время обработки; 2) простота технических решений и технологических разработок, основанных на применении стандартного оборудования; 3) оптимальный подбор свойств рабочей жидкости и сочетание метода с тепловыми, кислотными и другими способами обработки; 4) возможность надежного контроля процесса очистки и оперативного регулирования режима и времени обработки фильтра, обеспечивающего высокую эффективность проводимых работ.

14 Методы обработки ПЗП ОБРАБОТКА ПУЛЬСИРУЮЩИХ МГНОВЕННЫХ ДЕПРЕССИЙ Сущность этого метода заключается в следующем: 1) в кровле продуктивного пласта создают зону, разгружающую призабойную часть от действия горного давления. Эта зона может быть образована за счёт создания в кровле интервала опробования искусственной каверны с помощью гидропескоструйной перфорации; 2) записывает кавернограмму горизонта и образованной каверны; 3) при наличии разгрузочной зоны испытание производит­ся при помощи пластоиспытателя, используя максимальные депрессии и время стояния на притоке не менее 1 часа. Если приток пластовой жидкости или газа не наблюдается, следует повторить создание максимальной депрессии (без срыва пакера), т.е. по истечении заданного времени стояния на притоке сква­жину перекрывают для восстановления давления в призабойной зоне пласта.

15 Методы обработки ПЗП РАЗРЫВ ПЛАСТА ДАВЛЕНИЕМ ПОРОХОВЫХ ГАЗОВ (ПГД-БК ) Предназначается для создания в скважи­нах высокого давления, необходимого для разрыва пласта. ПГД-БК может применяться для работ в скважинах, заполненных жидкостью /водный раствор ПАВ, нефть загущенная, вода/, продуктивный пласт которых обсажен трубами, внутренним диаметром 126 мм и более, при гидростатическом давлении от 5,0 до 40,0 МПа и температуре в зоне пласта не более 1000С. Аппарат спускается в скважину на бронированном каротажном кабеле со скоростью 4000 м в час и устанавливается на расстоянии минимум 7 м над требуемой зоной. После воспламенения пороха выделяется большое количество пороховых газов и давление под аппаратом начинает повышаться. В результате дальнейшего повышения давления жидкость /водный раствор ПАВ, нефть загущенная, вода/, находящаяся в скважине, задавливается в пласт, что приводит его к разрыву. Для улучшения проницаемости карбонатных коллекторов можно проводить разрыв пласта с помощью ПГД-БК с предварительным размещением против вскрытого перфорацией горизонта соляной кислоты 12-15%-ной концентрации. При этом сочетаются преимущества кислотной обработки и гидравлического разрыва пласта.

16 Бурение боковых стволов (зарезка вторых стволов)

17 Кислотные обработки ПЗП это улучшение продуктивности за счет растворения «загрязнений» в пласте коллекторе, создания новых приточных каналов (интервалов), восстановление проницаемости пласта. Кислотные обработки способствуют очистке ПЗП от карбонатных и железистых отложений, снижают межфазное натяжение, разрушают агрегаты глинистого материала. НЕДОСТАТОК – коррозия НКТ, обсадной колонны.

18 Гидроразрыв пласта, ГРП Применяются как в низкопроницаемых так и в высокопроницаемых пластах-коллекторах. Задачи для низкопроницаемых коллекторов Увеличить приток или приемистость Улучшить сообщаемость для флюида между скважиной и пластом. Задачи для высокопроницаемых коллекторов изменение притока жидкости из пласта к забою скважины на Линейный Билинейный Сущность ГРП в том, что посредством закачки жидкости при высоком давлении происходит раскрытие естественных и образование искусственных трещин с их закреплением пропаннтом.

19 Область применения ГРП Нефтяные месторождения с осложненными условиями разработки /неоднородность пластов, низкая проницаемость и т.д. Добывающие и нагнетательные скважины, продуктивность которых ниже потенциально возможной Нагнетательные скважины, для изменения фильтрационных потоков Широкий диапазон изменения и состава коллектора в разрезе, большое разнообразие геологического строения пласта Может применяться при комплексном воздействии на залежь или участок месторождения

20 Гидравлический разрыв нефтяного пласта Физическая основа под действием давления, создаваемая закачкой в пласт флюида, порода разрывается по плоскастям минимальной прочности

21

22 Заключение В последнее время наметилась ситуация, когда в отчетности компаний значительно увеличилась доля добычи за счет применения новых методов повышения нефтеотдачи. В условиях не сложившихся цивилизованных рыночных отношений эта неопределенность не столь безобидна. Именно она позволяет преподносить такие мощные средства интенсификации как гидроразрыв пласта и горизонтальные скважины в качестве основных технологий увеличения нефтеотдачи. В крупных сверхобеспеченных компаниях эти технологии отождествляют с современными “прогрессивными западными способами разработки”, противопоставляя их “консервативным советским способам разработки”. Под таким знаменем осуществляется масштабная выборочная интенсификация обработки активных запасов. В то же время по существу отвергается такой важный компонент “консервативного советского способа разработки”, как необходимость сохранения проектной системы размещения скважин для достижения проектной нефтеотдачи.

23 Благодарю за внимание

present5.com

Методы интенсификации добычи нефти и газа.

Количество просмотров публикации Методы интенсификации добычи нефти и газа. - 363

БИЛЕТ № 17

Под освоением скважины понимают проведение различных мероприятий по вызову притока жидкости или газа из пласта к забою скважины с суточным дебитом, близким к ее потен­циальному дебиту.

Приток жидкости из пласта к забою скважины происходит, когда пластовое давление больше забойного дополнительное давление, крайне важно е для преодоления гидравлических сопротивлений, которые возникают в перфораци­онных отверстиях и в фильтрационных каналах в результате закупоривания порового пространства призабойной зоны пласта.

1. Замена в скважинœе жидкости высокой плотности на бо­лее легкую жидкость. Этот метод обычно применяют на фон­танных скважинах. После вскрытия продуктивного пласта бу­рением или перфорацией в скважинœе остается глинистый рас­твор, который оказывает противодавление на продуктивный пласт. Для освоения и пуска скважины в эксплуатацию в нее спускают насосно-компрессорные трубы, на устье устанавли­вают фонтанную арматуру и проводят вытеснение глинистого раствора в специальную емкость путем закачки воды через межтрубное пространство. В случае если заменой глинистого раствора на воду не удается снизить забойное давление ниже пласто­вого, то воду в стволе скважины заменяют на нефть.

В случае если нефтяная залежь имеет высокое пластовое давление, скважина может начать фонтанирование даже при неполной замене глинистого раствора на воду.

Τᴀᴋᴎᴍ ᴏϬᴩᴀᴈᴏᴍ, данный метод позволяет плавно понижать за­бойное давление в скважинœе и постепенно разрабатывать поровое пространство призабойной зоны пласта͵ что очень важно для освоения скважин, вскрывших пласты с неустойчивыми по­родами.

2. Вызов притока с использованием энергии сжатого газа или воздуха. Сущность метода аэризации (рис. 9.6) заклю­чается в том, что к межтрубному пространству скважины подключают передвижной компрессор или высоконапорную газо­вую линию от компрессорной станции. Из межтрубного про­странства жидкость вытесняется газом или воздухом в насосно-компрессорные трубы. После достижения уровня жидкости в межтрубном пространстве башмака труб происходят прорыв газа в центральные трубы и газирование находящейся в ней жидкости. При этом плотность газожидкостной смеси пони­жается, уровень в подъемных трубах повышается до устья и происходит выброс. Для очистки порового пространства при­забойной зоны от закупоривающего материала рекомендуется в течение некоторого времени продолжать работу компрессора.

При компрессорном способе возбуждения скважины в мо­мент начала перелива газированной жидкости резко понижается забойное давление, что приводит к резкому увеличению притока жидкости из пласта в скважину. В условиях крепких пород (песчаников, известняков) это приводит к интенсивной очистке порового пространства от закупоривающего материала, а в условиях рыхлых пород — к разрушению призабойной зоны пласта.

Для достижения плавного пуска скважины проводят закачку через межтрубное пространство аэрированной нефти с приме­нением компрессора, продавочного агрегата и смесителя. После выброса газожидкост­ной смеси через выкидную ли­нию в приемную емкость по­дачу жидкости постепенно снижают до полного ее пре­кращения. После начала фон­танирования прекращают и подачу газа.

Освоение скважин сжатым воздухом или газом в основ­ном проводят с применением передвижных компрессоров УКП-80, ДК-10 производи­тельностью 8 и 3,5—7 м3/мин при рабочих давлениях 8 и 20 МПа соответственно.

Необходимо отметить, что при освоении скважины сжа­тым воздухом возможны взрывы, так как при содержа­нии углеводородного газа в смеси от 6 до 15 % получа­ется гремучая смесь.

Рис. 9.6. Схема оборудования сква­жины для освоения методом аэри­зации:

1 — выкидная линия аэрированной жидко­сти, 2 — компрессор, 3 — насосный агре­гат, 4 ~~ смеситель (аэратор), 5 — НКТ, 6 — межтрубное пространство, 7 — про­дуктивный пласт

referatwork.ru